Нафтові і газові родовища — Енциклопедія Сучасної України

Нафтові і газові родовища

НА́ФТОВІ І ГА́ЗОВІ РОДО́ВИЩА Поклад нафти і газу – природне скупчення рідких і газоподіб. вуглеводнів в одному або кількох пластах-колекторах з єдиною гідродинаміч. системою. Територі­ально вони приурочені до однієї ділянки земної поверхні та контро­люються єдиним структур. елементом. За морфол. і генет. типом складки розрізняють: антиклінал., стратигр., літологічно обмежений, гідродинамічно екранований і тектонічно екранований поклади. Родовище нафти і газу складають один або кілька покладів вуглеводнів. За кількістю продуктив. горизонтів (покладів) родовища поділяють на одно- та багатопластові. Однооб’єктні родовища – це родовища, в яких існує лише один об’єкт чи поклад або всі поклади об’єднуються в один об’єкт розробки. Залежно від початк. фазового стану та складу осн. вуглеводневих сполук за початк. пласт. умов родовища (поклади) поділяють на: однофазові – нафтові (містять нафту з розчиненим у ній газом), газові (лише вільний газ) та газоконденсатні (вільний газ із різною кількістю конденсату; фракції С5Н12 + вищі); двофазові (одночасно 2 фази: нафта з розчиненим газом і вільний газ або вільний газ із конденсатом). Залежно від співвідношення об’єму нафтонасиченої частини Vн та суми об’ємів нафтонасиченої Vн і газонасиченої Vг частин пласта – (–Vн = Vн / (Vн + Vг)) – існують наступні двофаз. родовища (поклади): нафтові з газовою або газоконденсат. шапкою (–Vн > 0,75), газонафтові та газоконденсатонафтові (0,5 < –Vн ≤ 0,75), нафтогазові та нафтогазоконденсатні (0,25 < ––Vн ≤ 0,5) і газоконденсатні з нафтовою облямівкою (–Vн ≤ 0,25). До двофазових також зараховують газогідратні родовища (поклади), в яких за початк. пласт. умов містяться вільний газ і газові гідрати (кристалічні тверді тіла, утворені молекулами газу та води). За величиною динаміч. в’язкості нафти у пласт. умовах (μн.пл) нафт. поклади традиц. вуглеводневих систем поділяють на 4 групи: поклади малов’язкої нафти (μн.пл ≤ 5 мПа∙с), поклади се­редньов’язкої нафти (5 < μн.пл ≤ 10 мПа∙с), поклади в’язкої нафти (10 < μн.пл ≤ 30 мПа∙с), поклади ви­соков’язкої нафти (μн.пл ≥ 30 мПа∙с). За початк. вмістом стабіл. конденсату (фракції С5Н12 + вищі) у газі (qк) газоконденсатні поклади традиц. вуглеводневих систем поділяють на 5 груп: з незнач. вмістом стабіл. конденсату (qк ≤ 10 см33), з малим вмістом стабіл. конденсату (10 < qк ≤ 150 см33), із серед. вмістом стабіл. конденсату (150 < qк ≤ 300 см33), з високим вмістом стабіл. конденсату (300 < qк ≤ 600 см33), з дуже високим вмістом стабіл. конденсату (qк > 600 см33). За величиною абсолют. проникності колектора (к) нафтові і газові поклади поділяють на: низько- (к ≤ 0,05 мкм2), середньо- (0,05 < к ≤ 0,15 мкм2), високопроникні (к > 0,15 мкм2). За величиною видобув. запасів нафти та газу розрізняють 7 груп: унікальні (понад 300 млн т нафти, 300 млрд м3 газу), крупні (100–300 млн т нафти, 100–300 млрд м3 газу), великі (30–100 млн т нафти, 30–100 млрд м3 газу), середні (10–30 млн т нафти, 10–30 млрд м3 газу), невеликі (5–10 млн т нафти, 5–10 млрд м3 газу), дрібні (1–5 млн т нафти, 1–5 млрд м3 газу), дуже дрібні (до 1 млн т нафти, до 1 млрд м3 газу). За складністю геол. будови, фазового стану вуглеводнів, умовами залягання та мінливістю властивостей продуктив. пластів виділяють незалежно від величини запасів вуглеводнів такі поклади: поклади простої будови (з непорушеними або слабкопорушеними структурами, їхні продуктивні пласти містять однофаз. флюїд і характеризуються витриманістю товщин і колектор. властивостей у плані та в розрізі; коефіцієнти піщанистості не менше 0,7 і коефіцієнт розчленування не більше 2–6); поклади склад. будови (мають одно- або двофаз. флюїд і характеризуються знач. мінливістю товщин і колектор. властивостей продуктив. пластів у плані та в розрізі, літолог. заміщеннями колекторів непродуктив. породами або наявністю тектоніч. порушень; коефіцієнт піщанистості менше 0,7 і коефіцієнт розчленування більше 2–6); поклади дуже склад. будови (для них характерні як наявність багатофаз. флюїдів, літолог. заміщення, тектонічні порушення, так і невитриманість товщин і колектор. властивостей продуктив. пластів у плані і в розрізі). До категорій покладів склад. і дуже склад. будови також належать газонафт. та нафтогаз. поклади, в яких нафт. облямівка підстилається підошов. водою і в яких нафта залягає у вигляді тонких (вузьких) облямівок у неоднорід. пластах.

Р. М. Кондрат

Україна є однією з найстаріших нафт. держав світу. Нафтогазоносність її тер. обумовлена особливостями еволюції земної кори, наявністю необхід. умов генерації, міграції, акумуляції та консервації вуглеводнів. У межах України виділяють платформну та геосинклінал. геоструктурні зони земної кори, а також перехідну між ними зону крайових прогинів. Тектонічна будова та закономірності розміщення Н. і г. р. є наук. основою для виокремлення в Україні Сх., Зх. і Пд. нафтогазонос. регіонів.

Основним є Сх. нафтогазонос. регіон, представлений Дніпровсько-Донецькою нафтогазоносною областю, що у геол. відношенні є рифтоген. западиною, сформованою в тілі давньої Східно-європейської платформи між Українським кристалічним щитом і Воронез. антеклізою. У межах Дніпровсько-Донецької западини на докембрій. фундаменті залягає осад. чохол, складений палеозой., мезозой. і кайнозой. породами, макс. товщина якого у найбільш зануреній пд.-сх. частині западини досягає 16–18 км. Осн. нафтогазоносні комплекси пов’язані з відкладами кам’яно­вугіл. та перм. систем. Крім того, поклади вуглеводнів трапляються у породах девон., тріас. та юрського віків, а також у розщільнених зонах кристаліч. фундаменту. Нафта і газ містяться переважно у териген., рідше у карбонат. породах. Продуктивні гори­зонти виявлені на глиб. від 0,4 до 6,1 км. Поклади переважно пластові склепінні, часто тектонічно або літологічно обмежені, а також масивні. Нафти легкі або середні (густина від 800 до 860 кг/м3), малосірчисті, малосмолисті, парафінисті. Вільні гази містять 80–95 % метану, на газоконденсат. родовищах – до 300 г/м3 конденсату. Розрізняють Глин.-Солохів. газонафтонос., Монастирищен.-Софіїв. нафтонос., Антонів.-Білоцерків., Руденків.-Пролетар., Талалаїв.-Рибал., Пн. борту нафтогазоносні, Кальміус-Бахмут., Красно­ріц., Машів.-Шебелин., Рябу­хин.-Пн.-Голубів., Співаків. газоносні р-ни. Основними є Шебелинсь­ке газоконденсатне родовище, Західно-Хрестищенське газоконденсатне родовище, Єфремівське газоконденсатне родовище, Яблунівське газоконденсатне родовище, Глинсько-Розбишівське нафтогазоконденсатне родовище, Гнідинцівське нафтогазове родовище, Леляківське нафтове родовище та Бугруватівське нафтове родовище. Зх. нафтогазонос. регіон об’єд­нує області Передкарпатського прогину та Закарпатського прогину, Складчастих Карпат і Волино-Поділля (див. Карпатська нафтогазоносна провінція). Основ­ною з них є Передкарпатська нафтогазоносна область, пов’яза­на з однойм. крайовим прогином, що відділяє мегантиклінорій Сх. Карпат від Сх.-європ. платформи. У Більче-Волиц. (Зовн.) зоні прогину зосереджені переважно газові родовища, пов’я­зані з брахіантиклінал. складками. Поклади газу залягають переважно в териген. міоцен. породах, а також у териген. верхньокрейд. і карбонат. верх­ньоюр. відкладах. Вміст метану в газах 93–99 %. Важливе значення має відкриття Лопушнянського нафтового родовища у мезозой. відкладах Більче-Волиц. зони, перекритих насувом Внутр. зони прогину та Складчастих Карпат. Майже всі розвідані нафт. родовища Зх. регіону зосереджені у Борислав.-Покут. (Внутр.) зоні Передкарпат. прогину та пов’я­зані з видовженими антиклінал. складками, розбитими тектоніч. порушенням і перевернутими або насунутими у пн.-сх. напрямі. Регіонально нафтогазоносними є палеоген. відклади, зокрема меніліт. світа олігоцену. Трапляються як легкі, так і середні й важкі нафти (густина їх коливається в широких межах – від 800 до 900 кг/м3). Нафти парафінисті (вміст парафіну 7–10 %), малосірчисті. Нафт. і газові поклади у Передкарпат. прогині залягають на глиб. від 0,1 до 5 км. Осн. родовищами, окрім Лопушнянського, є Долинське нафтове родовище, Бориславське нафтогазоконденсатне родовище, Орів-Уличнянське нафтове родовище, Битків-Бабченське нафтогазоконденсатне родовище, Дашавське газове родовище, Більче-Волицьке газове родовище, Рудківське газове родовище. У Закарпатській газоносній області відкрито 4, а у Волино-Поділ. нафтогазонос. області – 2 невеликих газових родовища. У Складчастих Карпатах здавна відомі незначні нафт. родовища, що залягають на малих глибинах (100–500 м) у палеоген. і верхньокрейд. породах.

Пд. нафтогазонос. регіон, окрім суходолів Криму, Пн. Причорно­мор’я та Приазов’я, охоплює укр. сектор Чорного й Азовського морів (див. Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна провінція). У його межах виділяють Переддобруджан., Причорномор.-Крим., Індоло-Кубан. й Азов.-Березан. нафтогазоносні області. Осн. нафтогазонос. комплексом у Переддобруджан. області є девонський, а в ін. областях – нижньо- і верхньокрейд., палеоген-еоцен. та олігоцен-нижньоміоцен. (майкоп.) комплекси. Поклади нафти та газу залягають на глиб. від 0,1 до 4,5 км. Всього в регіоні виявлено 10 нафт., 7 газоконденсат. і 22 газових родовища. Основними є Штормове газоконденсатне родовище, Фонтанівське газоконденсатне родовище та Голицинське газоконденсатне родовище. Після 2014 унаслідок анексії АР Крим значна кількість родовищ Пд. нафтогазонос. регіону контролюється рос. владою.

На тер. України з давніх часів були відомі нафтогазопрояви в Криму та Карпатах. Протягом багатьох років до серед. 19 ст. нафту видобували тут для освітлення та застосування в медицині. Пром. розробка нафт. родовищ у р-ні м. Борислав (нині Львів. обл.) розпочалася у 1880-х рр. 1908–10 в Галичині, що перебувала у складі Австро-Угор. імперії, видобували по 1,7–2 млн т нафти на рік, що було на той час третім показником у світі (після США і Рос. імперії). У подальшому видобуток нафти на тер. України поступово зменшувався і напередодні 2-ї світ. війни становив 300 тис. т на рік. Початок розвитку газової промисловості в Україні припадає на 1924, коли було уведено в розробку Дашав. родовище.

Сучас. етап розвитку нафтогазовидобувної промисловості розпочався у 1950-х рр., коли на Сх. УРСР була відкрита Дніпров.-Донец. нафтогазоносна область, а у Передкарпат. прогині розвідані й уведені в розробку родовища, пов’язані з глибин. складками Передкарпат. прогину. Макс. видобутку нафти в Україні досягнено 1971 (13,35 млн т), а природ. газу – 1975 (66,1 млрд м3). Починаючи від серед. 1970-х рр. обсяги видобутку нафти та газу постійно зменшувалися. 1996 уперше за останні роки вдалося зупинити падіння видобутку вуглеводнів, що склав: нафти з конденсатом – 4,1 млн т (нафти – 2,95 млн т, конденсату – 1,15 млн т), газу – 18,4 млрд м3. Усього за понад ніж столітню історію розробки родовищ вуглеводнів (до 1996 включно) в Україні видобуто 283,7 млн т нафти, 58,3 млн т конденсату та 1692,4 млрд м3 газу (включно з розчиненим). Донині у Сх., Зх. і Пд. нафтогазонос. регіонах відкрито понад 330 родовищ вуглеводнів.

Літ.: Доленко Г., Бойчевская Л., Бойчук М. и др. Нефтегазоносные провинции Украины. К., 1985; Адаменко О., Бойко Г., Бражина Г. та ін. Нафта і газ Прикарпаття. К., 2004; Ладиженський Г., Адаменко О. та ін. Нафта і газ Прикарпаття. К., 2004; Павлюк М. та ін. Геодинамічні умови формування нафтогазоносних провінцій України // Геологія і гео­хімія горючих копалин. 2008. № 3(144).

П. Ф. Шпак, Б. Л. Крупський


Покликання на статтю
Р. М. Кондрат П. Ф. Шпак, Б. Л. Крупський . Нафтові і газові родовища // Енциклопедія Сучасної України: електронна версія [веб-сайт] / гол. редкол.: І.М. Дзюба, А.І. Жуковський, М.Г. Железняк та ін.; НАН України, НТШ. Київ: Інститут енциклопедичних досліджень НАН України, 2020. URL: https://esu.com.ua/search_articles.php?id=71109 (дата звернення: 20.09.2021)